渤海稠油油藏水驱后转热水驱物模实验及应用

针对普通稠油常规水驱开发面临的注采流度大、含水上升快、最终采收率低的问题,通过一维及二维物模实验研究了常规水驱后转热水驱时,不同热水温度、不同注入倍数、不同转注时机及高渗条带对驱油效率、波及规律的影响,探讨了海上稠油热水驱的可行性。研究结果表明:随着温度的升高,油水黏度比变小,岩石润湿性向亲水方向转变,导致束缚水饱和度增大,残余油饱和度变低,相对渗透率曲线整体上向右偏移。注热水温度由52℃升至110℃时驱油效率提高约30.9个百分点,从110℃升高至250℃,最终驱油效率仅提升4.3个百分点,注水温度110℃是重要温度拐点,注入倍数的拐点为2 PV。在常规水驱到不同时期(含水率)后转热水驱,均能提高驱油效率,最终驱油效率随转注时机(含水率)的推迟逐渐降低,产出井见水前或见水初期转注热水,可实现注热水充分利用,有效提高驱油效率;注入凝胶能够对高渗条带起到有效的封堵作用,热水的波及面积由7.2%提高到37.7%,调剖后驱油效率提高9.8个百分点。对于油藏中存在水窜通道的情况,在注热水之前需进行调剖处理,处理后可提高后续热水驱的波及效率,从而提高采收率。研究成果可为海上稠油进行热采方案设计提供技术支持。

特低渗透油藏水驱后气水交替注入提高采收率技术研究

大庆长垣外围特低渗透油藏存在注入压力高、储层动用程度低、水驱及常规调整措施效果差、效益差等问题,严重制约了油田产量。以长垣外围N区块为例,通过室内实验,对比分析水驱、水驱后连续注气以及水驱后气水交替注入方式的驱油效果。利用数值模拟方法优化注入参数,得到N区块最优注入方案:气水交替方式,CO2注入速度8 000 m^3/d,注水速度20 m^3/d,周期3个月,气水比1:1,注入轮次9次。经预测,该方案可在水驱的基础上提高采收率13.53%。

稀油油藏水驱后转蒸汽驱油机理研究

通过对国内、外蒸汽驱开发油藏有关资料的广泛深入调研,总结并描述了蒸汽驱的四种最为主要的驱油机理。同时,本文利用CMG软件中的STARS模块进行稀油油藏水驱后转蒸汽驱油机理研究。油相由具有轻质油相似特征的轻、中、重三种拟组分代替。研究结果表明,稀油砂岩油藏水驱后转蒸汽驱提高采收率的主要驱油机理为蒸馏作用,降粘作用,热膨胀作用和温度对相对渗透率的影响。油湿油藏水驱后残余油饱和度较高,温度对相对渗透率的影响起着决定性的作用,其次是蒸馏作用,降粘作用,热膨胀作用。油湿油藏与水湿油藏相比较,更适合水驱后转为蒸汽驱开发。

鲁克沁油田鲁2块水驱后天然气气水交替驱油模拟研究

吐哈鲁克沁油田鲁2块深层断块型边底水稠油油藏现处于高含水开发阶段,其埋藏深度为2 300 m,油水黏度比大,油藏压力高,导致注蒸汽开采时注入过程热损失大,油藏难以采出。对水驱后注气提高油藏采收率这一开采方式进行了大量调研基础上,针对鲁2块水驱后的油藏特征进行了天然气气水交替驱油模拟研究。该研究建立了鲁2块典型地质模型,进行了天然气气水交替驱主要影响因素的模拟优化,并预测了该油藏的增产效果,为该油藏的进一步开采提供了可参考的理论性依据。

潜山裂缝性油藏水驱后提高采收率三维物理模拟

潜山裂缝性油藏非均质性强、基质渗透率低,水驱开发效果较差。以渤海JZ25-1S潜山裂缝性油藏为例,根据相似原理设计了三维大尺度裂缝性油藏高压物理模型,开展了注水开发及水驱后非混相气驱、凝胶颗粒驱和表面活性剂驱实验,并探究了不同提高采收率方法的作用机理。研究表明:注水开发阶段采出油主要来源于宏观裂缝,基质贡献较低,宏观裂缝储量比例越大,水驱采收率越高;脉冲式周期注水采收率高于间歇式周期注水;水驱后非混相气驱主要依靠气液密度差异驱替油藏顶部剩余油,采收率提高幅度主要取决于生产井垂向位置;凝胶颗粒可以较好地改善裂缝系统的非均质性,扩大注入水的波及范围,原油采收率提高2～4个百分点;表面活性剂驱可以通过清洗宏观裂缝表面的剩余油提高采收率,焖井一段时间后则通过促进基质微裂缝的自发渗吸作用提高采收率,原油采收率可提高3～5个百分点。

水驱后油藏CO_2驱提高采收率评价研究

我国注水提高采收率技术已成熟,但注水开发到后期仍有大量的剩余油无法开采出来。详细分析了油藏水驱后的储层变化特征,长期水驱后粘土矿物膨胀、渗透率降低、注入压力过高,无法进一步提高采收率。介绍了CO2驱驱油方式混相驱与非混相驱,对比分析了连续注CO2、重力稳定驱和水气交替注入三种CO2注入方式各自的优缺点及油藏适应性,优选了适合油藏水驱后CO2的最优注入方式为水气交替注入方式。水气交替注入方式不仅具有降低原油粘度、使原油膨胀、降低油水界面张力、改善油层渗透率及抽提和萃取原油中轻质组分等作用,还可以降低黏性指进,防止气体早期突破等作用,能很好的提高水驱油藏采收率。并进行了现场应用的可行性分析,研究表明注CO2提高我国水驱后开发后的油藏具有很好的应用前景。

中高渗砂岩油藏水驱后储层参数变化规律

通过对岔河集油田取心井岩心的分析，发现水驱对中高渗砂岩油藏储层参数有显著影响：孔隙度和渗透率的值随水驱倍数增加而增大，孔隙度变化幅度较小，渗透率增幅比较明显；初始孔隙度和渗透率值越高的样品，水驱后增幅越明显，这反映注入水沿着大孔道推进，对大孔道的影响最大；水驱后，储层出现面孔率和孑L隙体积增大、喉道直径增大、泥质等填隙物含量降低、排驱压力和饱和度中值压力降低等变化特征；由于水驱后渗流能力增强的大孑L道容易在地层中形成优势渗流通道，注入水沿优势通道推进，影响注入水的波及体积和驱油效率。因此，需要采取深部调驱等措施，封堵已经形成的优势渗流通道，提高注水开发效果。

鄂尔多斯浅层特低渗油藏水驱后空气驱实验研究

鄂尔多斯东部浅层特低渗油藏衰竭式开发效果较差,注水开发亦存在注不进或易水窜的问题,因此室内研究了该油藏水驱后气驱效果,实践表明,水驱后空气驱可以提高浅层特低渗油藏的原油采收率和降低含水率,水驱后空气驱采收率与气体注入量存在阶梯性上升趋势,对于不同的油田可以选择气体注入量的局域性最优值,不同水驱阶段后进行气驱效果不同,含水率较低时效果较好。

塔河缝洞型油藏水驱后期开发方式研究

塔河碳酸盐岩油藏储集空间以孤立溶洞和溶蚀裂缝为主,三维空间展布极其复杂,针对缝洞型油藏单元注气驱油规律认识不清、常规物模研究方法适用性较差的问题,设计制作了缝洞型可视化模型,开展不同驱替方式驱油规律研究。实验结果表明:"阁楼油"是缝洞型油藏水驱开发后期剩余油的重要存在形式;N2在高部位流动,作用于构造顶部"阁楼油",水在低部位流动,驱替低部位剩余油,泡沫在高、低部位均可流动,波及面积最大;对比不同注入方式提高采收率程度,泡沫驱最高达38.0%,其次为气水混注,提高采收率19.7%。实验研究揭示了缝洞型油藏注N2驱油规律,为后续段塞组合优化、注采参数设计和现场试验提供了技术支持。

中低渗油藏水驱后储层变化及影响因素分析

以高6断块为例,研究了水驱后储层的变化特征,并对储层变化的影响因素进行了研究。通过不同时期取心井的化验分析和动态生产相结合可见,在水驱后,中低渗油藏的高6断块孔隙度和渗透率未变差,反而呈变好的态势,但储层的非均质性更加复杂;敏感性与其他油田同样存在不同,由初期的强水敏变为弱水敏,而酸敏性增强;另外,长期的注水导致储层中水矿化度发生改变,使得调整井的测井响应发生改变,自然电位有偏移,强水淹电阻率升高。储层的这些变化受到储层本身特征、开发方式、注入水等的影响。正确评价储层特征的变化将有利于客观评价储层水淹状况,深化剩余油分布研究,优化射孔井段,调整注入水配伍方案等,更好地指导油田生产、提高油藏采收率。

水驱后油藏注蒸汽开发的适应性研究

热力采油技术在水驱油藏中的应用已引起国内外专家的兴趣。为确定水驱后油藏适宜转注蒸汽的油藏条件,应用油藏数值模拟方法,研究了水驱后剩余油饱和度、油层厚度、净总厚度比、油层的非均质性、原油粘度等主要油藏参数对水驱后油藏转注蒸汽开发效果的影响规律,给出了水驱油藏适宜注蒸汽开发的油藏条件。水驱后的剩余油饱和度是影响水驱油藏能否转注蒸汽开发的主要因素,当剩余油饱和度不小于0.4时,水驱后油藏可转注蒸汽开发。应用该油藏条件可对水驱后油藏能否转注蒸汽开发作粗筛选。

水驱后期厚油层层内弱凝胶调剖影响因素分析

针对大庆油田厚油层地质特点 ,设计了不同的物理模型 ,并利用该模型研究了厚油层层内调剖的潜力以及不同渗透率下 ,水驱、聚合物驱与弱凝胶调剖的效果对比 ,并对不同油藏条件下的深部调剖影响因素进行了分析。

W油田C_(6)低渗透油藏水驱后储层特征变化规律

针对W油田C_(6)低渗透油藏水驱前后储层特征变化规律不明确的问题,通过X衍射、扫描电镜、铸体薄片、压汞实验、相渗实验以及真实砂岩微观渗流实验等方法,研究了油藏注水前后储层岩性、物性及渗流特征的变化规律,并分析了储层特征变化的机理及影响原因。研究结果表明:水驱后,黏土矿物总量整体呈减少趋势,方解石含量增加,在黏土矿物中,伊利石含量减小,绿泥石含量稍有增加;岩样长期水驱前后,物性好的岩样孔喉中值半径变大,渗透率增大,非均质性变弱;物性较差的岩样孔喉中值半径变小,渗透率降低,非均质性变强;水驱后的相渗曲线整体向左偏移,岩石的亲水性减弱,残余油饱和度增大,见水时间更早,含水上升更快;注入水长期冲刷对储层造成一定伤害,水驱油的驱替效果变差。研究成果为低渗透油藏的描述、开发效果评价及开发方案调整提供了依据。

水驱后油藏CO2驱提高采收率与埋存实验研究

工业和人类生活过程中排放的温室气体CO2已使全球气候变暖,人类生存的地球环境日趋恶化。世界大部分油田采用水驱开发,将CO2注入水驱开发油田不仅能减轻CO2的排放量,而且可以提高水驱后油藏的原油采收率。通过岩心驱替实验,分析了水驱后油藏在不同地层压力条件下CO2的驱油特征,并对不同地层压力下CO2的埋存量进行了计算。实验结果表明,CO2驱可以很好地提高原油采收率,约15%,地层压力越高,采出率越高,同时证明了水驱后油藏是CO2埋存的理想场所。

水驱后聚合物驱全过程的相对渗透率曲线研究

针对油田开发时水驱至一定含水率后聚合物驱的实际情况,选用大庆油田有代表性的葡Ⅰ组与萨Ⅱ组的天然岩心平行样,水测渗透率分别约1.0、0.6、0.2μm2,采用恒速非稳态法分别测定了水驱至含水率90%9、4%、98%时转注聚合物溶液及后续水驱全过程的相对渗透率曲线。实验结果表明:水驱与聚合物驱全过程的相渗曲线形态与单一聚合物驱相比发生了明显变化,注聚合物后的油相相对渗透率先增加后降低,而驱替相渗透率则先降低后增加;同等渗透率级别时,转注聚合物越早,其相渗曲线两相区跨度越大,残余油饱和度越低;转注聚合物时机相同时,岩心渗透率越高,油相相对渗透率下降越缓慢,对应水相相对渗透率上升越缓慢,使两相区增大,残余油饱和度降低。

边水稠油油藏水驱后蒸汽吞吐方案设计

注水开发多年的具边水的普通稠油油藏的原油粘度高、流度比大 ,加之油藏非均质及边水入侵的影响 ,其注水开发效果较差。到含水高于 90 %时 ,仍有大部分原油未开采出来 ,因此 ,有必要转换开发方式 ,进一步提高采出程度。针对以上问题 ,应用黑油模型和热采模型 ,在对水驱阶段历史拟合和现代油藏工程评价的基础上 ,从筛选标准、吞吐试采产能及吞吐模拟等方面评价了注蒸汽热采的可行性 ,并用正交设计分析方法优选了吞吐注汽参数。结果表明 ,该类油藏由注水开发转为注蒸汽开采 ,可以有效地提高采出程度。这种设计方案为相似类型稠油油藏的开发提供了一套较为完善的借鉴方法。

克拉玛依油田水驱后期转蒸汽驱开发效果分析

针对新疆克拉玛依油田的特点，运用数值模拟方法，研究了原油组成、含油饱和度、孔隙度、渗透率、厚度、深度、净总厚度比和原油粘度等几个主要油藏参数以及转驱时注采井布置方式对蒸汽驱开发效果的影响。原油粘度较高的水驱油藏在水驱后期转蒸汽驱能够提高油藏的最终开发效果，对于新疆克拉玛依油田符合筛选标准的油藏，在水驱后期转蒸汽驱可以提高采收率２０％以上。

水驱后三元复合驱全过程的相渗曲线变化趋势研究

选用大庆油田有代表性某储层天然岩心的平行样,水测渗透率分别在1 000、600、200×10-3μm2左右。采用恒速非稳态法分别测定了水驱、三元复合驱(注入0.8 PV)及后续水驱全过程的相对渗透率曲线。研究结果表明:注入三元复合体系溶液后相渗曲线形态发生明显变化:驱替相的相对渗透率先降后升,油相的相对渗透率先升后降;且相渗曲线的等渗点增加(本实验增加为3个);岩心渗透率越高,第一等渗点与第三等渗点的跨度越大,残余油饱和度越低。

含泥质砂岩油藏水驱后的速度变化特征分析

分析了含泥质砂岩油藏长期水驱后的变化情况,抽象地给出了含泥质砂岩油藏水驱后的模型,并从这一模型和静态时间平均方程出发,推导出了动态的时间平均方程。用这一方程分析了含泥质砂岩油藏水驱后速度的变化情况,得出了一个很有实际意义的结论,即含泥质砂岩油藏水驱后速度一般呈降低的趋势,这与纯砂岩油藏水驱后的速度变化刚好相反。

长期水驱后润湿性变化对残余油饱和度影响的实验研究

当前普遍认为长期水驱后,储层孔隙度、渗透率、润湿性都会发生一定程度的改变,储层参数的变化对残余油饱和度会产生什么样的影响,对此研究甚少。针这一问题,选取两组平行天然岩心开展室内模拟实验。第一组岩心代表"高渗";第二组岩心代表"低渗"。每组岩心包括两块样品,将每组岩心A号样品连续水驱,而B号样品当含水达90%以后,停止驱替,老化岩心90d后再继续驱替。实验结果表明,当长期水驱后,储层岩石残余油饱和度发生大幅度降低,最大降幅达50%以上。根据实验结果指出,开展油藏工程和数值模拟研究时,考虑储层岩石残余油饱和度变化,才能使模拟结果准确反映油藏实际特征。